渤海油气井弃置技术及未来需面对的问题

霍宏博 李金蔓 宋 闯 何瑞兵 张羽臣

(1. 西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室， 成都 610500；2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459)

20世纪80年代是我国海洋油气开发的快速发展期，在渤海区域相继建成了大批海洋油田。经过近40年的开发，部分油气田资源逐渐枯竭，有关设施退役后将被弃置。2010年6月，国家发展改革委、国家能源局等联合印发的《海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定》要求：“海上油气生产设施废弃处置应坚持安全第一，保障人身和财产安全；须采取有效措施避免对海洋环境造成污染和损害；应消除或有效降低对其它海洋资源的开发利用和海上交通安全的影响。”渤海区域地质环境和地理位置独特，航道密集，且军事区、渔业区、海洋生态红线区相互交错[1]，是我国具有特殊意义的海区，安全和环保方面的要求更高。渤海的油气井弃置作业过程中，在有关技术领域进行了一系列实践探索。

1 渤海油田的弃井作业实践

1990年，JZ20-2油田运用定向爆破切割技术，进行水下结构物的拆除，克服井下结构物对井口回接和钻井船就位的干扰，取得了良好的效果[2]。2012年完成了对CFD1-6平台的整体拆除，这是渤海油田首个进行整体拆除的平台[3]。这次弃置作业的对象包括结构钢桩和2口废弃油井，应用桩内排泥技术清除钢桩内部淤泥，以高速水流冲击淤泥，通过气举和泵吸排出，给内切割工具下入创造空间[4]，避免了外切割的海底清淤作业。2014年，对锦州21-1油田的WHPA平台和锦州20-2油田的SW平台进行了整体拆除[5]。这2个平台属于在生产平台，WHPA平台共有8口气井，SW平台共有5口气井，还有1口空井槽。其中部分井的油套、技套带压，井况复杂。与CFD1-6平台的弃置作业相比，难度大大增加，虽成功完成了弃井作业，但作业工期较长。

近年来，渤海油田调整侧钻井占比大，侧钻井需要进行下部井段封堵、老井段弃置作业。渤海的探井在钻探结束后也需要进行老井段弃置和井口切割作业。探井弃井、调整井弃井、平台井组整体弃置作业的成功实施，奠定了油气井弃井的技术基础，其中有多项技术可在未来的弃置作业设计中推广应用。

2 渤海油田的弃井技术略述

油气井弃置作业主要包括：弃井前的压井作业；井下生产管柱、完井工具拆除；井筒完整性风险治理，产层封隔；海底泥面下深度4 m以内的结构物拆除。其中，拆除生产管柱的主要目的是为产层封隔做准备，为水泥塞封固产层提供空间；封隔产层就是要封隔地层流体进入井筒的通道；井筒完整性治理，目的在于阻断油气从井筒外部上窜至地面的通道；拆除海底结构物，是为避免残留结构对渔业、军事、通航活动造成不良影响。

2.1 弃井前的压井

渤海油田的部分老井管柱中永久封隔器之上无循环通路，封隔器失效后会导致环空带压。有些气井在封隔器之上的油套环空中圈闭了高压气体，井口压力难以放空。因此，在拆除采油树之前，需控制生产管柱内外压力，使套压、油压为零之后方可更换防喷器，进行动管柱作业。渤海油田采取的主要压井方式是先对管内进行挤注压井，使油压归零，然后对油管完整性较好的井采取油管打孔的方式，建立油套管之间的循环通道，循环排出油套之间的气体。对生产管柱中存在永久封隔器且油管被腐蚀而抗拉强度降低的井采用了油管切割方式，在封隔器之上割断油管，建立循环通道，循环排气。

2.2 井下工具的拆除

弃井作业中要拆除的井下工具，包括井下的防砂管柱、沉砂封隔器、防砂封隔器和电泵、油管、过电缆封隔器等。在生产过程中，地层砂随地层流体产出后与防砂管柱紧密胶结，强行起出防砂管柱可能会拉断管柱。渤海油田在多口井中进行了筛管套铣，就是使用套铣筒将防砂管柱与地层之间的胶结物拆除，再起出防砂管柱。在起管柱过程中遇到了筛管偏心、扶正器套铣困难等问题，因此弃井工期较长[6-7]。随着完井技术的进步，当年使用的完井封隔器已不再使用，有关厂家也不再生产，因此部分封隔器回收工具缺失。另外，当初井下使用的封隔器为永久封隔器，多数都需要套铣回收。通过对套铣管、套铣鞋和套铣参数的优化，结合具体工况而优选套铣鞋类型，结果在多口井的套铣作业中有效提高了作业效率[8]。

弃井对象一般都经历了10年以上的生产期，部分井在整个生命周期中生产管柱未起出过，受井内流体冲刷和腐蚀，管柱强度大大降低。起出井内管柱过程中，易出现管柱断裂掉落的问题，需要打捞落井管柱，因此也会延长作业周期。在南堡35-2油田、秦皇岛32-6油田的弃井作业中，尝试采用化学切割、连续油管切割等多种切割方式，取得了较好的效果[9-10]。对生产管柱采取分段切割、打捞的方式，在永久封隔器上部进行套管切割，管柱断口平整，有利于顺利开展管柱打捞作业。

部分井在弃置前套管外环空带压(这是井筒完整性问题的标志)，大多是由于套管外环空水泥封固质量差。渤海油田S1井就存在套管外环空带压现象。作业中，运用R. P. Wilkins等人提出的气侵可能性计算方法，结合电缆测固井质量，判断出环空带压源于产层气体通过环空窜入，从而确定套铣出固井质量差井段的技术套管，在表层套管内注水泥塞封隔油气的技术思路，实现了对气窜通道的有效封隔[11]。

在弃井作业的机具选择方面，渤海油田进行了搬迁修井机弃井的技术尝试。相比于修井机，钻井船弃井作业的日费较高，拖航费用昂贵。在配备修井机的生产平台，弃井作业一般采用修井机进行。对于一些未配备修井机的生产平台，则根据弃井工况，筛选采用可匹配的修井机[12]。

2.3 井口拆除技术

国内和国外油田都曾利用聚能弹实现爆破拆除，可以达到很好的水下爆破切割效果。采用聚能爆破切割方法，工期短、费用低[15]，但精确性受限，对海洋环境也会产生一定的影响。因此，这种技术不适合渤海油田。

3 有关新技术

3.1 管外套管环空测井

套管外带压井，受套管和水泥环的阻隔，常规的固井质量测量方法如声波幅度测井(CBL)、声波变密度测井(VDL)等，难以确定套管外窜流位置。近年来，超声兰姆波已经被应用于套管外环空测井，这项技术原被用于薄板探伤检测。斯伦贝谢公司研发的套后成像技术(IBC)，通过对超声波脉冲回波和挠曲波波场的独立测量，实现对套管环空环境的描述以及对不同类型水泥固井质量的评价，可用于分析管外窜流、套管居中情况，辅助判定套管外水泥环窜槽位置，为后续封窜作业提供必要依据[16-17]。

3.2 一体化弃井工具

弃井作业包括切割套管、回收割断套管、注水泥塞等多个作业工序，需要多趟钻完成，作业工期长，作业成本相对较高。目前已有对深水弃井一体化工具的设计，可在一套作业工具上集成套管切割工具、注水泥工具和套管打捞工具[18]；但浅海弃井工具的一体化还有待研究。在浅海的弃井作业与在深海有所不同，在浅海需在内层套管中切割大尺寸外层套管，而各层套管间被水泥充填，水力割刀的切割效率相对较低。

3.3 隔水管整体拆除

泥面以下被割断的隔水管长度为30～50 m。目前提升到钻台面的隔水导管拆除，是采用打孔机在隔水导管上打孔，采用闸管锯将隔水导管分为数段。由于内部有多层套管和水泥，分段拆除的时间占了整个生产井弃置工期的8%～10%。针对渤海油田在某平台的弃井作业，已有研究论证了采用浮吊配合钻井船进行隔水导管整体拆除的技术。首先利用钻井船将隔水导管在海底泥面以下4 m的部分进行切割，再通过统筹协调平台导管架的浮吊资源而拆除隔水导管，可以有效节省大型装备的动复员费用。拆除隔水导管时，主要考虑浮吊的控制半径、起升高度和钩载[19]。

4 弃井作业将面临的新问题

渤海油田在开发过程中为增储上产应用了大量新技术。新技术的应用提高了产量、节省了投资，但同时也给弃井作业增加了技术难度。比如单筒双井、多分支井，可能成为未来弃井作业的技术瓶颈。

2000年在渤海QK17-2地区首次应用单筒双井技术，成功地在一个井筒里钻成了2口单独的定向井[20]。此后这项技术在渤海地区得以广泛推广。在一根隔水导管中下入2口井的表层套管，可实现利用一个井槽完成2口井作业，为海洋工程结构节约了空间。这种井一般采用Φ914.4 mm隔水导管，内部容纳2个Φ339.7 mm表层套管，每个表层套管内又下入了Φ244.5 mm套管，某些井还下入了Φ177.8 mm油层套管。这种井套管紧贴上层套管井壁，在弃井作业中，要从内层套管中割断本井套管、邻井套管和隔水导管，难度很大；要对双井中的某一井精确地实行单独切割，而不损坏另一口井的套管，难度就更大。

多分支井根据其是否防砂、井眼能否重入而分为1 — 6级。2002年，绥中36-1油田开始应用多分支井[21]，在一个主支上钻成4个分支，有效提高了单井产能，日产量是周边井的3倍。多分支井技术的应用在渤海油田逐步推广，绥中36-1-G43M井采用4级完井[22]。对于多分支井，目前难以实现对所有分支的再次进入，井眼弃置作业需面对许多技术难题。

5 结 语

渤海油田在3座平台、十余口生产油气井整体弃井及数百口探井、调整井下部井段弃井作业过程中，形成了以弃井压井技术、井下管柱套铣打捞拆除技术、存在井筒完整性风险井的弃置技术、海底泥面以下井口切割、分段拆除技术等多项弃井技术，成功解决了弃井作业过程中面临的技术难题。通过梳理渤海油田的弃井技术和将来需要面对的技术难题，现针对油气田开发及弃井作业提出几点建议：

(1) 油气田开发应从全生命周期角度考虑，在开发初期就要顾及弃置阶段的技术难度。

(2) 油田开发应有超前意识，注重环境安全，加强环境保护。

(3) 建立健全井史记录制度，为弃井处置留存相关资料。

(4) 海洋石油企业应继续加强弃井技术研究力度，形成弃井技术体系。